21 jul 2025

Las baterías nos permitirán tener energía renovable a cualquier hora a precio asequible

El martes que viene, el Congreso de los Diputados tendrá que
convalidar el Real Decreto-Ley 7/2025 —o decreto antiapagones— que, entre otras cosas, crea por fin un marco adecuado para el desarrollo del almacenamiento de energía eléctrica con baterías en España. Esto puede parecer una cosa menor, pero permítanme que intente explicar por qué es mucho más importante para nuestro país de lo que parece a primera vista.

Más allá de las necesidades de almacenamiento que tiene nuestro sistema eléctrico por la alta penetración renovable, hay una cuestión geoestratégica relevante. En Europa, donde no tenemos prácticamente recurso energético fósil fuera de Noruega y del carbón de baja calidad de Centroeuropa, tenemos dos polos de renovables: el sur de Europa, por su recurso solar, y el Mar del Norte, por su recurso eólico. Estas dos regiones están destinadas a ser los dos polos energéticos del continente y, además, deberían convertirse en las zonas donde la electricidad sea más competitiva, con sus ventajas para la atracción de nuevas actividades industriales electrointensivas.

Estas dos regiones, en cierta manera, compiten entre ellas. El soleado sur y el ventoso norte quieren liderar la generación de energía barata en Europa. En ciertos momentos pareció que el enorme potencial eólico del mar del norte sería ese centro energético, pero estos últimos meses ha aparecido un factor tecnológico que puede inclinar la balanza hacia el sur: las baterías.

Todo está listo, tan solo necesitamos que se dé el pistoletazo de salida con la convalidación del RDL 7/2025. Esperemos que todo el mundo actúe responsablemente y no pase lo que sucedió en Cataluña el otro día con el decreto que regulaba las baterías. Si queremos liderar la producción energética en Europa y la atracción de industria, debemos tener claro que este es el camino. El camino del sol. El camino de las baterías.

18 jul 2025

Compensador síncrono virtual; ¿Queremos emular el pasado o rediseñar el futuro?

El compensador síncrono virtual (VSC, por sus siglas en inglés: Virtual Synchronous Compensator) es una tecnología de electrónica de potencia que emula el comportamiento dinámico de una máquina síncrona tradicional mediante un inversor controlado digitalmente. Es especialmente útil en redes eléctricas modernas con alta penetración de energías renovables, donde los generadores tradicionales han sido reemplazados por fuentes como la solar o eólica, que no aportan inercia natural.


🧠 ¿Qué asume el término "compensador síncrono virtual"?

Supone que:

  1. La red necesita comportamiento síncrono (inercia, control de frecuencia, etc.) aunque no haya máquinas síncronas.

  2. Un inversor puede imitar eficazmente una máquina síncrona mediante control.

  3. Este comportamiento tiene valor operativo, especialmente para estabilidad transitoria, control de tensión, y resiliencia del sistema.


🧱 ¿Cómo funciona?

El VSC actúa como si fuera un generador síncrono virtual:

  • Inversor bidireccional conectado a la red.

  • Controlado con una estrategia tipo máquina síncrona virtual (VSM – Virtual Synchronous Machine).

  • Emula:

    • Momento de inercia (respondiendo a variaciones de frecuencia).

    • Amortiguamiento.

    • Control de tensión y potencia reactiva.

Opcionalmente, puede estar acoplado a un sistema de almacenamiento de energía (baterías, supercondensadores) para sostener la potencia activa.


🎯 Aplicaciones

  • Estabilidad de frecuencia y tensión en redes con renovables.

  • Reducción del riesgo de apagones por falta de inercia.

  • Mejora de la respuesta ante fallos.

  • Soporte a islas eléctricas, microredes o zonas rurales.


⚔️ Contrapuntos críticos

  1. ¿Puede realmente un VSC sustituir a una máquina síncrona?
    No del todo. Aunque puede imitar inercia, no genera energía ni tiene masa rotante real. Ante fallos graves, su respuesta depende del control, no de una ley física.

  2. ¿Qué pasa si el control falla o está mal calibrado?
    Puede volverse una fuente de inestabilidad, especialmente si hay muchos VSC mal coordinados.

  3. ¿Sigue siendo necesario tener máquinas síncronas reales?
    Posiblemente sí. Las máquinas reales tienen características pasivas que no pueden ser completamente reemplazadas por control digital, especialmente en eventos extremos.


🔁 Perspectiva alternativa

Tal vez no se trata de imitar las máquinas clásicas, sino de repensar la red.
¿Por qué emular inercia si podemos diseñar sistemas adaptativos sin depender de ella?
Por ejemplo:

  • Control distribuido inteligente.

  • Sistemas predictivos con IA.

  • Priorizar flexibilidad en lugar de emular comportamiento pasado.


🧩 En resumen

El compensador síncrono virtual es un dispositivo basado en inversores que simula la física de un generador síncrono, ofreciendo beneficios cruciales en redes dominadas por renovables. Pero también abre un debate profundo:

¿Queremos emular el pasado o rediseñar el futuro?

6 jul 2025

Plan de Acción Integral contra Apagones en España


I. 🔧 Fortalecimiento Técnico del Sistema Eléctrico

1. Incrementar la Inercia del Sistema

  • Medidas:

    • Instalación de compensadores síncronos en puntos estratégicos de la red.

    • Desarrollo de baterías con inercia sintética (capacidad de respuesta en milisegundos para sostener frecuencia).

  • Objetivo: Mejorar la resistencia ante caídas súbitas de frecuencia.


2. Ampliar la Capacidad de Almacenamiento Estratégico

  • Medidas:

    • Desplegar sistemas de almacenamiento de respuesta ultrarrápida (baterías tipo grid-scale, volantes de inercia, supercondensadores).

    • Ampliar centrales de bombeo hidráulico (como Cortes-La Muela) y proyectos de almacenamiento de larga duración.

  • Objetivo: Disponer de reservas gestionables y capacidad de respaldo ante desconexiones masivas.


3. Mejorar la Gestión y Coordinación de Protecciones

  • Medidas:

    • Rediseñar los algoritmos de protección de las plantas renovables para evitar desconexiones preventivas mal calibradas.

    • Obligar a todas las plantas nuevas y existentes a soportar huecos de tensión y contribuir al sostenimiento de frecuencia.

  • Objetivo: Prevenir las desconexiones en cascada que precipitaron el apagón.


II. 🌍 Refuerzo de la Interconexión Internacional

4. Acelerar Interconexiones Eléctricas

  • Medidas:

    • Completar los proyectos pendientes de interconexión con Francia por los Pirineos (transpirenaica oriental y occidental).

    • Desarrollar nuevas conexiones con Marruecos y Portugal.

  • Objetivo: Superar el 15% de capacidad de interconexión recomendada por la UE y facilitar la estabilidad transfronteriza.


III. 🔌 Digitalización y Resiliencia de la Red

5. Implementar Redes Inteligentes (Smart Grids)

  • Medidas:

    • Desplegar sensores y sistemas de control en tiempo real.

    • Fomentar la generación distribuida con almacenamiento local (baterías domésticas y comunitarias).

  • Objetivo: Mejorar la capacidad de monitorización, anticipación y respuesta ante incidentes.


6. Protocolos de Black-Start y Autosuficiencia Modular

  • Medidas:

    • Crear islas energéticas capaces de reiniciar el suministro de forma autónoma.

    • Ensayar protocolos de black-start con generación renovable + almacenamiento.

  • Objetivo: Acelerar la recuperación del sistema tras un colapso.


IV. ⚖️ Reforma Regulatoria y Económica

7. Revisar el Marco de Incentivos

  • Medidas:

    • Remunerar adecuadamente la capacidad de respaldo (almacenamiento, bombeo, interconexiones).

    • Penalizar la desconexión automática de instalaciones sin justificación de seguridad.

  • Objetivo: Alinear los incentivos económicos con la estabilidad del sistema.


8. Exigir Planes de Contingencia Reales

  • Medidas:

    • Obligación a operadores, distribuidores y generadores de presentar y probar planes antiapagón.

  • Objetivo: Garantizar capacidad de respuesta rápida y efectiva ante fallos.


V. 📚 Educación, Simulación y Concienciación

9. Formación y Simulacros Nacionales

  • Medidas:

    • Realizar simulacros anuales a gran escala con implicación de hospitales, transporte, telecomunicaciones, etc.

    • Formar técnicos y responsables públicos en gestión de emergencias eléctricas.

  • Objetivo: Minimizar el caos social y acelerar la recuperación en caso de apagón.


10. Campañas Ciudadanas de Resiliencia

  • Medidas:

    • Informar a la población sobre cómo actuar en caso de apagón prolongado.

    • Incentivar medidas básicas de autoprotección energética (linternas, kits de emergencia, baterías domésticas).

  • Objetivo: Reducir el impacto humanitario y logístico de futuros incidentes.


✅ Resumen Ejecutivo

ÁreaAcción PrioritariaBeneficio Clave
InfraestructuraInercia, almacenamiento, proteccionesEstabilidad inmediata
InterconexionesNuevos enlaces con Francia y MarruecosFlexibilidad y resiliencia
DigitalizaciónRedes inteligentes y respuesta rápidaControl fino y prevención
RegulaciónIncentivos, sanciones y planes de contingenciaAlineación económica y técnica
SociedadFormación, simulacros y resiliencia ciudadanaReducción de impacto humano

💬 Reflexión

👉 El mayor error sería confiar en soluciones únicas.
El apagón de 2025 demostró que necesitamos un sistema multifactorial: almacenamiento, redes robustas, regulación moderna, interconexiones y ciudadanía preparada.

El coste total aproximado del plan oscila entre 17.040 M€ y 27.470 M€ para todo el periodo (2025-2035).

4 jul 2025

Los precios de los grandes sistemas de almacenamiento de energía alcanzan mínimos históricos en una gran subasta en China

El precio ganador fue una oferta de 51,59 dólares por kWh para una batería de cuatro horas, lo que supone una caída del 30% sobre los precios de 2024
El precio de los grandes módulos de almacenamiento de energía ha alcanzado un nuevo mínimo histórico en la última gran subasta celebrada en China, en la que más de 70 licitadores compitieron por 25 gigavatios hora de capacidad en lo que se ha descrito como un "momento decisivo" para el sector.

El almacenamiento en baterías ya se ha convertido en la tecnología de almacenamiento de energía más atractiva para las redes que se esfuerzan por aumentar su capacidad de energía despachable a medida que añaden más energía eólica y solar, y que las antiguas centrales de carbón y gas demuestran ser menos capaces de cubrir las necesidades cuando es necesario.

Esta tecnología ya ha permitido importantes reducciones de precios en los últimos años, lo que ha socavado los argumentos a favor de la generación de energía a partir del gas, cuyos precios se han disparado y cuyos plazos de entrega para nuevos proyectos se han prolongado debido a la escasez en la cadena de suministro.

La última subasta en China ofreció 25 gigavatios hora de capacidad para baterías de fosfato de hierro y litio (LFP) en distintos periodos de almacenamiento (1 hora, 2 horas y 4 horas) y los resultados (la primera vez que se desglosan por duración del almacenamiento) han sorprendido incluso a los observadores más experimentados.

El precio ganador fue una oferta de 51,59 dólares por kWh para una batería de cuatro horas (la media fue de 59 dólares por kWh), lo que, según Energy Storage News, representa una caída del 30 % con respecto a los niveles de 2024, y otros consideraron que era una caída del 15 % con respecto a los mínimos históricos recientes.

Kubik señala que la intensa competencia puede significar que los márgenes sean muy reducidos en este momento, pero también podría significar que la industria está experimentando otro cambio radical en los avances de costes impulsados por la escala y la rápida innovación en el diseño de productos.

Se necesitan 1,2 billones de dólares de inversión en almacenamiento para apoyar la expansión mundial de las energías renovables

Según
Wood Mackenzie, se necesitarán inversiones por valor de 1,2 billones de dólares en sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) para respaldar la instalación de más de 5.900 GW (gigavatios) de nueva capacidad eólica y solar a nivel mundial hasta 2034. El despliegue de la tecnología de formación de redes (GFM) debe acelerarse durante la próxima década para facilitar la expansión mundial prevista de las energías renovables, valorada en 5 billones de dólares.

A diferencia de los sistemas tradicionales de seguimiento de la red, que simplemente responden a las condiciones de la red, los sistemas de almacenamiento de energía en baterías para la formación de redes pueden crear y mantener activamente la estabilidad de la red. Esta capacidad se vuelve esencial a medida que las energías renovables se convierten en la fuente dominante de generación de energía a nivel mundial.

“Los sistemas de almacenamiento de energía en baterías para la formación de redes representan un avance fundamental para la integración de las energías renovables”, afirma Robert Liew, director de investigación de Wood Mackenzie. “Dado que se prevé que la demanda mundial de energía aumente un 55 % para 2034, con las energías renovables variables representando más del 80 % de las nuevas adiciones de capacidad, los GFM BESS proporcionan el puente tecnológico entre la abundancia de energías renovables y los requisitos de estabilidad de la red”.

2 jul 2025

España lanza un plan de apoyo de 700 millones de euros para BESS, almacenamiento térmico y bombeo hidroeléctrico

El Ministerio de Medio Ambiente de España ha lanzado formalmente su último plan de apoyo financiero para el almacenamiento de energía, con el objetivo de impulsar el despliegue de proyectos de 2,5 a 3,5 GW.

Se espera que el programa, aprobado por la UE en marzo en el marco de su Marco Temporal de Crisis y Transición (TCTF), proporcione apoyo para la inversión de capital a más de 100 proyectos con una capacidad total superior a 9 GWh. Se dispone de un total de 700 millones de euros (800 millones de dólares estadounidenses) en subvenciones para la inversión de capital.

Está abierto a proyectos de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) autónomos, proyectos de almacenamiento de energía térmica y proyectos de almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo (PHES), así como a proyectos híbridos con instalaciones de generación de energía renovable. Los costes subvencionables incluyen obra civil, sistemas de almacenamiento, equipos y sistemas auxiliares y gastos relacionados.

El Ministerio de Medio Ambiente (MITECO) ha dado plazo hasta el 15 de julio de 2025 para presentar su solicitud. El Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), dependiente del MITECO, gestionará el programa de subvenciones y ofrecerá un seminario web el 5 de junio para explicar los detalles .

El MITECO distribuirá la financiación entre las 17 comunidades autónomas (y las dos ciudades autónomas de Ceuta y Melilla). Casi la mitad del apoyo financiero se destinará a la región sur de Andalucía, con 311 millones de euros, seguida de la región noroeste de Galicia, con 86 millones de euros, y la región central de Castilla-La Mancha, con 80 millones de euros.

Los proyectos harán que el sistema energético español sea más flexible, robusto y resiliente, según el MITECO. España y Portugal sufrieron recientemente un apagón masivo. Los analistas del sector han especulado que un mayor almacenamiento de energía, en particular el almacenamiento de energía para la red, habría sido beneficioso, aunque es demasiado pronto para asegurarlo.

España aprueba una ley para fomentar el almacenamiento y la flexibilidad energética

Aprobado el 24 de junio por el Gobierno español, el Real Decreto-ley 7/2025 contiene medidas que tienen como objetivo reforzar la resiliencia del sistema eléctrico del país, incluyendo el impulso a la electrificación, el almacenamiento y la flexibilidad.

“Se están introduciendo nuevas medidas innovadoras para agilizar el procesamiento y reducir los cuellos de botella en flexibilidad y almacenamiento”, dijo la ministra española para la transición ecológica, Sara Aagesen, citando la entrega prioritaria de proyectos de almacenamiento y tecnología solar térmica.

Para promover el desarrollo del almacenamiento de energía, el paquete propone agilizar la tramitación de permisos para proyectos, eximiéndolos del procedimiento de evaluación ambiental si la instalación se encuentra dentro del perímetro de una planta renovable que ya cuenta con una evaluación ambiental positiva. Esto es algo que la industria lleva tiempo solicitando.

Se establece expresamente la declaración de utilidad pública (UPA) de las infraestructuras de almacenamiento y conexas utilizadas para el transporte de energía hacia y desde las redes de transporte y distribución –como venía ocurriendo hasta ahora con las instalaciones de generación.

La legislación también mejora las condiciones del autoconsumo mediante la creación del gestor de autoconsumo colectivo y la ampliación del radio en el que se podrán compartir excedentes hasta 5 km (frente a los 2 km actuales).

Además, el desarrollo de la función de agregador ayudará a alinear la demanda energética con las horas de generación solar fotovoltaica. También se fomenta la renovación y repotenciación de las instalaciones de generación existentes, reduciendo los plazos de tramitación administrativa a la mitad, siempre que la capacidad resultante no supere el 125 % de la original.

La ola de calor dispara el precio de la electricidad a 500 €/MWh en Europa y obliga a Francia a apagar una central nuclear

La ola de calor que azota a Europa está dejando auténticos estragos en los mercados energéticos. El Viejo Continente vuelve a la pesadilla de hace unos años con unos precios que no se veían desde la gran crisis energética de 2022 y 2023.

Este martes a las 20.00 horas gran parte de continente tendrá la energía eléctrica a un precio desorbitado que rondará los 500 €/MWh, en algunos casos por encima y otros por debajo, pero el caso es que los mercados eléctricos europeos se han echado a temblar.

Según los datos de EPEX, los Países Bajos y Bélgica se llevan la palma con un precio a las 20.00 horas de 517 €/MWh mientras que Alemania, Polonia y Dinamarca lo hacen por encima de 470 €/MWh y Austria en los 441 €/MWh.

La demanda eléctrica ha subido en todos los mercados y el hecho de que no hubiese generación suficiente con renovables y nuclear, tecnologías inframarginales, ha hecho que se disparen los precios al tener que arrancar centrales de gas y de carbón que estaban paradas.

Las temperaturas que han superado los 40 grados por el centro de Europa han obligado a EDF a tener que parar una central nuclear. La normativa de seguridad nuclear gala no permite que un reactor se refrigere de un río si el agua de este supera una determinada temperatura.

Este lunes la eléctrica gala ha anunciado que las condiciones meteorológicas de los últimos días han provocado un aumento importante de la temperatura en el Garona, que se espera que alcancara los 28°C el lunes 30 de junio de 2025.

Para cumplir con la normativa (decreto del 18 de septiembre de 2006), la unidad de producción nº 1 de la central nuclear de EDF Golfech fue parada en previsión del domingo 29 de junio de 2025, a las 23:37 horas.

La unidad de producción nº 2 también estará parada por mantenimiento como parte de su tercera inspección decenal.

1 jul 2025

Los vertidos convierten en rentables las baterías de hasta 0,2 kWh por kW fotovoltaico en España

Un grupo de investigadores de la Universidad Sapienza de Roma (Italia) y de la Universidad de Jaén ha estudiado las implicaciones energéticas y económicas de los vertidos fotovoltaicos
en España desde que se produjera el primero conocido para la energía fotovoltaica en abril de 2022. Este se debió a un fallo en los mecanismos de previsión de Red Eléctrica (REE), el operador de la red. Desde ese primer vertido de 2022, en los últimos dos años, los vertidos han afectado al 2,9% de la energía fotovoltaica generada en España.

El trabajo “Energy and economic implications of photovoltaic curtailment: current status and future scenarios”, que se publicará en septiembre en Sustainable Energy Technologies and Assessments ofrece una estimación a escala nacional, la primera de este tipo, de las consecuencias económicas reales de los vertidos, y evalúa cómo los curtailments no compensados han afectado y podrían afectar en el futuro a la rentabilidad de los proyectos fotovoltaicos.

Según los investigadores, cada aumento del 1% en los vertidos elevaría el LCOE en un 1,69 % y reduciría el NPV en un 2,96 %.

“Una red con una alta penetración fotovoltaica requerirá centrales eléctricas con una gran capacidad de respuesta y suficiente capacidad de almacenamiento, ninguna de las cuales se ha planificado adecuadamente en España”, según los autores del trabajo. “Sin estas soluciones o un cambio de paradigma en los comportamientos de consumo energético, se espera que la tasa de vertidos aumente hasta valores entre el 35 % y el 40 %”, explican.

Finalmente, el estudio evalúa el valor económico de las estrategias de mitigación, como el almacenamiento: Los resultados sugieren que las tasas de vertidos actuales justificarían la instalación de baterías de hasta aproximadamente 0,2 kWh/kW fotovoltaico podrían recuperar hasta el 80 % de la energía vertida, con un CAPEX económicamente justificable de hasta 47 €/kW.